Indonesia prevé un mayor levantamiento de petróleo y gas en 2027: presidente del regulador

Indonesia espera que la extracción de petróleo y gas aumente en 2027, respaldada por actividades como perforación, programas de intervención en pozos y proyectos upstream, dijo el presidente del regulador upstream SKK Migas, Djoko Siswanto, a los legisladores el 3 de junio.

 

Se proyecta que la extracción de petróleo sea de 602,000 a 615,000 barriles/día en 2027, en comparación con un pronóstico de 602,000 a 610,000 b/d en 2026. La extracción de gas se pronostica entre 934,000 y 977,000 barriles equivalentes de petróleo/día, frente al volumen esperado de 929,000 a 933,000 boe/d este año.

 

"Somos bastante optimistas de que la producción puede alcanzar alrededor de 610,000 a 615,000 b/d en 2027", dijo Siswanto durante una audiencia parlamentaria, añadiendo que SKK Migas está utilizando una proyección media de aproximadamente 612,500 b/d para la extracción de petróleo, condensado y líquidos de gas natural el próximo año.

 

Se espera que los campos existentes contribuyan con alrededor de 491,000 b/d, mientras que la perforación, las reparaciones, los servicios de pozos y los proyectos de GLP/GNL agregarán más volúmenes, dijo.

 

Para el gas, se proyecta una extracción de 5.469 millones de pies cúbicos estándar/día en 2027. Se espera que el suministro adicional provenga de proyectos de perforación y capital, incluidos los operados por la italiana Eni.

 

Las perspectivas se presentan en medio de resultados desafiantes hasta ahora en 2026. La producción total de líquidos se situó en 576.200 b/d al 31 de mayo, compuesta por 491.300 b/d de petróleo crudo, 55.800 b/d de condensado y 29.100 b/d de LGN. Sin embargo, SKK Migas es optimista de que la perspectiva de producción para todo el año se mantendrá en 610.000 b/d, dijo Siswanto.

 

El rendimiento del gas ha sido mejor. La producción alcanzó los 6.550 MMscf/d hasta mayo, mientras que las entregas de gas se situaron en 5.207 MMscf/d. SKK Migas espera que las entregas de gas alcancen los 5.400 MMscf/d en 2026 con una producción de 6.787 MMscf/d, dijo.

 

Siswanto dijo que la producción de petróleo este año se vio afectada por varios problemas operativos en los primeros cinco meses. Una fuga en un oleoducto en enero afectó a siete contratistas upstream y perturbó temporalmente la producción.

 

En el primer trimestre, por ejemplo, hubo una fuga en un gasoducto propiedad de PT Transportasi Gas Indonesia (TGI), que afectó a siete contratistas de producción compartida, así como a otros dos proveedores de gas, dijo.

 

La producción se recuperó más tarde, pero volvió a estar presionada por problemas eléctricos en Pertamina Hulu Rokan (PHR) y la disminución de la producción en el campo Banyu Urip de ExxonMobil Cepu.

 

"Estos dos bloques son los mayores contribuyentes a nuestra producción nacional de petróleo", dijo Siswanto.

 

PHR produjo alrededor de 131,000 b/d hasta mayo, o aproximadamente el 80% de su objetivo. ExxonMobil Cepu produjo 129,915 b/d, equivalente a aproximadamente el 87.5% de su objetivo.

 

Siswanto dijo que los problemas de PHR estaban relacionados principalmente con las instalaciones de superficie y el suministro eléctrico. En Cepu, el problema estaba relacionado con el yacimiento.

 

"Después de la perforación, el petróleo disminuyó muy rápido, y lo que sale ahora es más agua y gas", dijo.

 

En la misma reunión, el presidente director de PHR, Muhammad Arifin, dijo que los problemas de suministro eléctrico han estado afectando las operaciones desde finales de 2025. Señaló que la empresa aún está trabajando con PLN para solucionar el problema, y se espera que los trabajos de restauración estén completados alrededor de julio de 2026.

 

Mientras tanto, el vicepresidente senior de ExxonMobil Indonesia, Muhammad Nurdin, dijo que la disminución de la producción en el bloque Cepu fue causada por problemas técnicos. Afirmó que ExxonMobil ha estado realizando esfuerzos, incluyendo la intensificación de la exploración y la optimización del uso de puntos de reserva de petróleo recién identificados.

 

Programa 'Triple 100'

Para cerrar la brecha de producción, SKK Migas está impulsando su programa 'Triple 100', que tiene como objetivo un adicional de 5,000 b/d este año. Hasta ahora, el programa ha añadido alrededor de 250 b/d.

 

SKK Migas también recogió pozos operados por la comunidad. Nueve empresas regionales y pequeños negocios se han unido al programa, añadiendo aproximadamente 1,500 b/d. El potencial se estima en alrededor de 22,000 b/d, dijo.

 

Se espera que la actividad de exploración aumente en la segunda mitad del año. Solo se habían perforado cinco pozos de exploración hasta mayo, aproximadamente el 13% del objetivo anual. Siswanto dijo que se planean otros 34 pozos de exploración para este año.

 

También se espera que la perforación de desarrollo se acelere. De los 832 pozos de desarrollo planificados para este año, 215 se habían perforado hasta mayo. Quedan 617 pozos por completar.

 

"Los pozos de desarrollo generalmente tienen éxito. Apuntamos a un mínimo de 100 barriles por pozo", dijo Siswanto.

 

SKK Migas estima la recuperación de costos en $8.5 mil millones-$9.9 mil millones en 2026 y $10.1 mil millones-$11.5 mil millones en 2027. El gobierno asume un precio del crudo indonesio de $86/b este año y $80/b el próximo año.

 

Siswanto señaló que SKK Migas espera el inicio de la construcción del proyecto Abadi Masela, que ha estado retrasado, en junio. S&P Global Energy CERA estima que el campo Abadi tiene recursos suficientes para respaldar un proyecto de 9.5 millones de toneladas métricas por año, y espera que el primer gas entre en funcionamiento a finales de la década de 2030.

 

También pidió a los legisladores que apoyen una tramitación más rápida y certeza regulatoria para los proyectos upstream. "Las exenciones de algunos permisos nos ayudarían enormemente a alcanzar el objetivo de perforación", dijo.